供热市场（精选8篇）
供热市场 篇1
一、空气源热泵是利用可再生能源的节能产品
在我们的日常生活中, 空气里面是存在热能的, 例如一些南方地区, 有时气温高达四十多度, 但是这种热能不为我们日常所重视, 因为我们日常所重视的能源形式是油、煤、电, 它们能提供很高的温度, 而空气中的热能的温度太低, 不能够被我们所用, 所以我们忽视它。但实际上空气热能是一个广泛存在的, 它归根结底来自于太阳热能, 最终进入靠近地表大气层的太阳能 (包括潜热及显热) 约占到达大气层表面的太阳能总量的约30% 左右。而人类一切活动所消耗的各种形式的能源, 最终都转变为热能存于空气中, 同时我们日常生活, 比如开车、做饭, 这些热量的散失都最终回到了空气中, 这种低品位热能在我们周围是大规模存在的。由此可以说, 大气其实是一个取之不尽用之不竭的热库, 空气热能是一种能源的一种形式, 但它是低品位能源的一种形式。
我们从图1 上可以看到, 这是我们国家多年的平均气温分布, 我们广大的寒冷地区的年平均温度大致是在15 度到20 度这样一个水平, 其实熟悉空气源热泵的知道, 15 度到20 度的环境的温度对空气源热泵的运行其实是非常合适的。当然我们在供暖期, 环境温度可能会更低。
这种低品位的空气热能在10 度到20 度的空气温度, 甚至在冬天是5 度至零下5 度的温度, 对我们来讲是没有意义的, 因为我们洗澡需要40 度左右的热水, 我们供暖可能需要65 度或55 度, 甚至更高的温度的热水, 那么些热能通过什么能够提升呢?我们就需要一个装置和一个设备, 通过它们来将这种低品位的热能进行提温, 这种装置就是热泵, 空气热能能够被热泵装置利用, 形成高于环境温度的热源, 以满足供热采暖需求。所以空气源热泵通过对空气热能的提升就实现了对空气热能的高效的利用。同太阳能光伏、太阳能光热设备一样, 空气源热泵是可再生能源产品, 是太阳能深度利用的一种形式。
空气源热泵, 尤其热水设备是一种有效利用空气热能的节能产品, 它并不是产生热量的, 而是搬运热量的设备, 它用1 度的电能可以搬运2 份到3 份, 甚至4 份的空气中的热能到我们的储水罐, 或者到我们的系统里面去。它的COP能效系数能达到二、三、至四以上, 即我们用1 度的电能可以获得3 到4 份电能的热量, 以此实现节能。
现在主力热电厂都建设在山西、内蒙等煤炭产地, 发电用超高压、特高压输送到大城市。当前电厂的平均效率是38.7%, 长距离电网损失10%, 空气源热泵的名义COP为3.5。计算一次能源利用率为0.387×0.9×3.5 = 122%。一次能源利用率大于1。当前锅炉的平均效率是75%, 考虑煤炭长距离运输的能量损失。我国煤炭从产地到大城市依靠铁路、公路、海运等方式, 其运输效率约为80%。锅炉房的真正效率是75%×80% = 60%。
如果按COP 3.5 来折算, 空气源热泵一次能源利用率总体来说是燃煤锅炉的2 倍以上, 电锅炉的3 倍以上, 所以说空气源的泵是一种非常优秀的节能产品。
大家同时要知道, 节能就会意味着环保, 但环保不一定节能, 节能我们节约了能源、节约了电能。我们中国的电大多数来自于燃煤发电, 那么就可以减少燃煤的消耗, 空气源热泵替代燃煤锅炉, 就可以减少燃煤的排放, 这样就可以减少北方在供暖期间出现的严重雾霾天气。
其实从政策地位上来讲, 我们可能谈到可再生能源。一般在谈到热泵的时候, 大家第一个想到的是水地源热泵。因为在我们的能源法等一系列规范, 包括我们建设部出的一系列内容之中, 以前一直谈地源的泵作为可再生能源的一种形式, 但是实际上在2009 年的4 月份, 欧盟委员会已经批准了空气源热泵是作为可再生能源, 之后他们在2013 年的两份文件中, 其中一份文件确定了每个成员国需要热泵的总体的可再生能源利用量, 为他们设定了一个目标, 同时他也详细的列出来了计算法则, 在不同的气侯区里面, 同一台热泵在不同的气侯区里边, 在折算可再生能源贡献量的时候是不同的。
我们可以看到图3 上, 欧盟为他们的这20 多个成员国确定的热泵产品, 可再生能源到2020 年需要完成的指标, 这张图中, 橘色的部分是水地源热泵, 蓝色的部分是空气源热泵。当欧盟在谈热泵对于可再生能源的贡献量的时候, 可以看到它占有80%。过去十年, 我们一直在大力推广水地源热泵, 而空气源热泵在欧盟的可再生能源发展规划中已经占据了重要的地位。
我们国家虽然在可再生能源法里明确规定了我们几种可再生能源, 包括风能、太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源, 但没有明确将空气纳入。实际上目前来看, 尤其到2014 年到2015 年, 已经有五到六个省份分别已经在住建部系列的文件里面, 明确地将空气源热泵纳入了可再生能源的范围, 其中有浙江、福建、北京、山东、河北等。
北京、山东、河北等地笼统地是讲空气源热泵, 并没有讲是热水器还是供暖, 浙江和福建明确目前阶段还是热水器。其中浙江省是通过浙江人大在2012 年年底的人大的立法, 明确将空气列入了可再生能源的范围。
2015 年是我国十三五计划开局之年, 国家正在进行“顶层设计”, 制定各个行业的“十三五”规划。中国节能协会热泵专委会连同国际铜业协会等单位, 密切合作一起积极与相关部门沟通, 推动相关主管部门 (人大、能源局、住建部) 对空气源热泵可再生能源地位的认可, 为行业发展营造良好政策环境。
空气源热泵是利用可再生资源及空气热的节能环保设备, 我们希望能通过空气源热泵的发展来替代燃煤和纯电供热。提供舒适供暖, 能够帮助我们国家实现更好的节能减排。我们主要的目的是希望能够替代燃煤和纯电路锅炉, 这种燃煤对在我们北方供暖季带来了很大压力, 空气源热泵对我们的空气保护有很大的作用。
二、空气源热泵供热设备在我国发展现状
如果谈空气源热泵, 我们国家绝对世界第一, 这是毫无疑问的。因为我们家里面装冷暖空调实际上就是一种空气源设备。但是我们联盟在做推广的时候, 希望推广空气源热泵在供热上运用, 这是我们主要的推广方向。我们家里面的空气源热泵的空调器, 运营使用时绝对大部分时间是用于制冷, 而非用于制热, 我们主要希望来研究和推广的是空气源热水设备, 用于我们生活热水和供暖水系统的为主的空气源热泵产品。
空气源热泵热水设备其实近几年来在我国是迅速发展的, 2003 年空气源热泵热水器只有3000 万左右, 2014 年空气源热泵热水设备, 制热或者单制热为主及基本上全制热的产品, 大概产值有74 亿, 国内内销大概是在62 亿到63 亿。在过去的五年, 实际上实现了超过25% 以上的复合增长率。
从2014 年的数据来看, 在国内内销依然有26.3% 的一个增长率, 2015 年上半年, 空气源热泵热水设备大概是有9% 的增长率。相对于多个行业, 因为新常态下大家的压力都很大, 依然能有这样的增长已经还是非常的不错。
空气源热泵热水设备与其它供热设备, 比如和壁挂炉有很大的不同, 空气源热泵热水设备进口实际上非常的少, 我们国家有大量的国际品牌存在, 但是空气源热泵热水设备去年进口量只有两万多美金, 大都就是企业买几个样机回来参考。但是我们的壁挂炉行业有大量的进口的设备在中国进行销售。
之所以会产生这种现象, 是因为空气源热泵热水它的一些基本的技术脱胎于空调行业, 而中国有全世界最强大的空调行业, 这样的话从技术能力、从制造能力来讲, 其实都是非常强大的。另外我们有巨大的电热水器的产能, 这两个行业一些基本的技术都可以为这个行业所用。所以中国的空气源热泵热水设备从我们国家来讲不论是技术能力和制造能力都是不弱的, 这也是我们的空气源热泵发展的一个好处。
刚才我们讲到空气源热泵热水其实我们最开始是致力于生活热水应用, 逐渐向低温供热采暖应用, 现在还发展经营多能源耦合, 和太阳能、燃气进行结合, 甚至我们现在可以看到大量出现双联供、三联供的应用结合。
空气源热泵现在除了和住建口合作之外, 也开始在农业上应用, 烘干或者供应热水, 在农业生产中已经得到了一个非常多的应用。
从行业机构来看, 为了推广这个行业, 中国节能协会和国际铜业协会, 2009 年发起了中国热泵产业联盟, 2014 年在民政部备案, 成为中国节能协会热泵专业委员会, 去年我们已经和欧洲热泵协会签订了合作备忘录, 中国节能协会, 正在牵头执行EU Switch项目-“中国热泵挑战计划”。
中国节能协会与国际铜业协会合作, 从2009 年开始通过热水节能万里行等方式推广空气源热泵 (空气能) 热水器, 在26 个城市有一系列的推广协会, 来推广这个产品。
空气源热泵热水设备目前发展潜力还非常大。从热水器来谈, 参考其他市场监测机构的数据, 2014 年空气能热泵热水器的家用产品零售均价约为5500 元, 全国家用热水器销量总计约为3800万台。从横向比较的市场份额来看, 在制取生活热水为主的家用热水器市场上, 2014 年空气能热泵热水器 (机) 在国内家用热水器中台数所占市场份额约为3%。同时, 由于产品价值较高, 销售额所占份额约为9%, 还有很大潜力。
另外一方面, 如果空气源热水设备用于供暖, 目前的市场份额还比较小, 需大力推广。2014 年业界专门供暖机约为1 万台, 营业额约1.5 亿。根据北京市农委下属的北京市新能源与可再生能源协会, 针对北京地区13 个区县180 个乡镇3586 个村153.77万户的采暖用能调研, 在2015 年1 月完成的报告。在有采暖需求的135.40 万户住户中, 采用的能源仍以分散燃煤为主, 占总采暖户数的59.86%;其次, 约24.24 万户由于城镇化“上楼”, 采用了集中供热的方式解决冬季采暖问题, 占采暖总量的17.91%;第三类主要以薪柴及吊炕类为能源的有10.77 万户, 占到7.96%;采用清洁能源 (电、燃气) 、新能源与可再生能源 (太阳能、热泵) 的比例较小, 合计仅占13.94%。热泵目前仅占0.7%。但是同时也说明这个潜力是非常巨大的。
从“京津冀”煤改电催热空气源热泵供暖市场, 大气污染防治计划下, 京津冀及周边地区到2017 年内将强力推行削减“燃煤”的行动。在这一地区城镇居民以及农村居民原来分散燃煤供暖领域中, 形成了一个特殊的燃气或用电的分散供暖刚需市场。保守的估计, 规模超过500 万户, 由于燃气管网未能立刻完善覆盖。这一市场可以是空气源热泵积极争取的市场, 但也面临电蓄热采暖等的激烈竞争。低温空气源热泵供暖, 适应了北方“煤改电”供暖的需求, 受到业界广泛关注。
比如说在江苏, 利用五、六匹的空气源热泵来带动散热器末端的应用, 在山东以及山西, 尤其是今年, 发展的幅度非常大, 大量的把原有的燃煤锅炉房替代掉了, 用多台并联的空气源热泵机组来进行供热。在北京京郊改造过程中, 2015 年估计有一万个, 如果做下来的话, 应该会有超过一万套的空气源热泵, 这其中末端形式可能占到70%-80%。因为虽然空气源末端更好操作, 所以空气源热泵和我们散热器怎么结合, 能够提供更好的一个解决方案, 其实需要我们行业进行更多的接触、更多的探讨。
三、我国空气源热泵供热产品市场的发展机遇及潜力估算
首先, 我们认为空气源热水的采暖有一个巨大的机遇, 这个机遇来自自下而上和自上而下。自上而下, 国家要求节能减排, 可再生能源利用率必须要提高, 大气污染必须要控制;自下而上则是居民对于舒适生活的需求。
前面已经提到过了“煤改电”, 2014 年中国总共的能耗42.6亿吨煤, 大概已经快占到了全球30%, 比原来估计的高了许多;如此下去保守估计, 到2020 年, 需要45 - 50 亿吨标准煤。我们作为全球第二大GDP大国和第一大能耗国, 其实我们的能耗已经过高了。不久前习近平主席出席巴黎大会现场, 也提出来我们的能耗要早日见顶了, 我们的曲线要早日的往下降, 所以说能耗对于我们节能提出了一个总体要求。
国际能源署对中国能源结构比较所制作的一张图 (见图10) , 图中最为显眼的黑色的是煤, 我们把多个国家的图放在一起, 没有哪个国家的图像中国这么黑, 中国的煤在能源的比重占如此之高。而且还有一个特点, 就是中国的最下面代表天燃气的蓝色, 比例是非常之低, 我们都很明白, 我们现在很多散热器的企业在做分户供暖的时候, 第一个想到的肯定是燃气, 燃气壁挂炉确实非常好, 采用清洁能源, 而且体积又小, 但是我们国家的能源结构是不支持这样的一个解决方案的。所以空气源热泵, 必然是一个未来的选择。
图11 是国际能源属2011 年报告, 黄色代表国家人口数量, 绿色代表天燃气在该国一次能源中所占的比重, 图中最右边的是中国, 最左边的是俄罗斯。从图可以看到中国有13 亿多的人口, 天然气在一次能源中的比例却只有4%, 而俄罗斯几乎是反过来的, 就是说明其实我国天然气非常好的清洁能源, 但是我国能源供应, 不能支持日益增长的广泛供热需求, 我们的西气东输, 只能满足炊事需求, 并没有估计到采暖的需求, 所以目前来看, 空气源热泵未来肯定会成为热源的一个重要的补充。
我国在2012 年里约会议上表示:努力完成2015 年比2010 年单位国内生产总值二氧化碳排放下降17%、能源消耗下降16%、非化石能源比重提高到11.4%、主要污染物排放总量降低8% 到10% 的约束性指标。2020 年可再生能源增长到16%。到2020 年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005 年下降40%- 45%。2014年中美气候变化联合声明, 2030 年CO2排放达到峰值并努力提前达到, 2030 年非化石能源达到20%。
“十二五建筑节能规划”提出到2015 年完成年替代3000 万吨标准煤的可再生能源利用量目标。截止2014 年大致完成1200万吨, 目前看来实现总体目标很有难度。将空气源热泵, 尤其是空气源热泵热水设备, 纳入可再生能源范围, 可以提升可再生能源利用率, 利于国际比较。
其实还有很多方面的因素, 比如说可再生能源因素, 其实住建部的“十三五”规划, 包括能源局的能源规划, 明确都有可再生能源利用率的指标, 这些空气源热泵都可以发挥作用, 我们把煤锅炉换成空气源热泵的话, 至少粉尘污染就大量的下降。
再说, 自下而上居民对于舒适生活的需求, 空气源热泵也可以来制高温水, 但效率比较低, 它天生就是一个非常合适进行低温供暖的热源选择形式, 空气源热泵热水采暖是可以满足分户采暖的需求。空气源热泵热水主机与小温差末端及地暖末端的组合, 有良好的舒适性和节能性, 可以满足我们日常的供暖。
发展我国的空气源热泵供热, 是我国实现可持续发展的一个必然选择, 因为我们没有那么多天然气可以用, 空气源热泵能够帮助我们节能减排, 实现能源安全, 防治大气污染, 满足舒适生活。
四、市场潜力巨大
大致来讲空气源热泵供暖主要在寒冷地区, 我们并没有说提倡大规模的去严寒地区进行推广空气源热泵的供暖形式。
对于空气源热泵我们做过一个数据估计, 假设在2020 年, 能源消耗量不应超过48 亿吨标煤, 未来建筑能耗总量上限即红线在全社会总耗能的25% 以内, 即不超过10 亿吨标煤。到2020年, 人口总数将从2011 年的13.5 亿增加到14.7 亿。到2020 年, 城镇人口将从2011 年的6.9 亿增加到10 亿, 即城镇化率约为70%, 农村人口将从2011 年的6.6 亿降低到4.7 亿人均建筑面积。到2020 年, 城镇人均建筑面积为36 平方米, 农村人均建筑面积为51 平方米, 接近新加坡、韩国、日本等国家的人均建筑面积40 m2的发展水平。
我们保守估计在2020 年可以形成年70 万台空气源热泵热水供暖的市场规模;乐观估计可以形成年380 万台空气源热泵热水供暖的市场规模。
2014 年空气源热泵与各种散热末端结合, 大致只有一万多台, 2015 年有四到五万台, 因为包括小型的和大型集中的, 大、小区别很大, 小的3 匹到5 匹, 大的一台机组在25 匹。
前面讲到2014 年空气源热水设备是73.9 亿的产值, 如果能够顺利发展, 到2020 年有望实现300 亿的市场规模。如果主机是300 亿, 在零售终端做成供暖系统的话, 可能一个系统可能要3倍到5 倍的营业额, 这样的话大家未来无论是做散热器还是做采暖的集中商, 都是非常可期的一个市场。
我们为什么有这样的估计?从图13 中可以看到, 壁挂炉在2009 年大概在50 万台, 2014 年是164 万台, 而2014 年空气源平台热水系统达到了8000 台左右, 今年大概能达到40000 台左右。假设空气源热泵热水器 (生活热水) 保持20% 的增速, 2020 年市场达到220 亿。保守估计到2020 年空气源热泵热水供暖达到70 万台, 营业额约70 亿, 年平均增速约为50%。乐观估计到2020 年空气源热泵热水供暖达到380 万台, 营业额约380 亿, 年平均增速约为150%。保守估计到2020 年, 市场规模可以达到300 亿。
我们散热器很多都是欧洲的, 从欧洲市场来看, 热泵水系统2014 年大概是27 万台, 蓝色部分是空气源, 空气源大概有17 万。这是欧洲热泵协会的数据 (见图14) 。
再看英国建筑信息协会的数据 (见图15、16) 。英国建筑信息协会列出来的英国、德国、法国、意大利四个国家热泵发展数据, 目前现有技术中热泵作为热源的一个比例, 粉色的那一部分是热泵, 我们可以看到2010 年到2020 年间, 空气源热泵的保有量在不断的增长。
在新建建筑中, 空气源热泵的比例的增长将会更加迅速, 比如说英国, 在新建建筑中10% 是热泵作为热源的, 而到2020年的话, 预期会有51% 的热源是来自于热泵。
刚才我们讲到了, 欧洲在谈热泵的时候, 80% 是空气源热泵, 而非水源热泵, 所以这是欧洲的一个发展的趋势。
我们也做一个比较, 2014 年我国空气源热泵热水器, 大概在国内已经卖到120万台的规模。而欧洲的人口和建筑量比我们小很多, 2014 年大概只卖到了85000 台, 我们空气源热水器是欧洲的14 倍之多, 但是欧洲去年卖掉了17 万台的空气源热泵的水桶供暖主机, 而我们大概1 万台不到。假设我们中国也能够是它的14 倍的话, 我们要实现240 万套空气源热泵热水供暖的主机的设备, 这个市场的未来潜力我们认为是非常之大的。
欧洲为什么发展这么快, 源于他们施实欧洲新的能效法规和标识, 新的级别划分和空气源热泵的发展密不可分, 传统的燃气锅炉其实也很难达到A或B以上的级别, 像纯电锅炉的话, 就只能在E和F级徘徊, 这也就是说节能法规或者助推空气源热泵的发展。
其实今天我们的供热改善, 大家已经看到在热源里面, 空气源热泵已经成为仅次于燃气的重要的品位, 空气源热泵是一个利用可再生能源的节能环保设备, 它的扩大应用, 有助于节能减排, 可以提升我们国家的可再生能源利用率。它可以为我们国家提供一个更好的、更健康更舒适的生活, 庞大的供暖需求光依靠传统化石能源是不足以满足的, 空气源热泵热水设备的供暖领域, 大有可为, 前途光明, 而且可行, 但是这需要我们产业的上下游同仁, 一起携手努力来开拓。
供热市场 篇2
国际能源网讯：2013年，荣成全市共有19个镇街实施燃气设施延伸工程，18个镇街实施供热设施扩面工程。
目前，俚岛、港西等镇街的供热燃气扩面延伸工程已率先启动，其他镇街的建设工程也将陆续开工。
23日上午，在俚岛镇峨石山社区新建的几栋住宅楼供暖施工现场，工人正忙着用小型挖掘机开挖管道沟槽，另有一部分工人在已开挖好的沟槽内安装供热管线。安装好一段后，工人们马上把沟槽回填，并将弃土运出施工现场。
据现场施工负责人介绍，今年停暖后，他们就启动暖气扩面工程，这已经是他们的第二个施工现场，另外一处供热改造工程目前已完成了社区内管道的安装，只等接上供热系统的主管网后就可以完工。目前正在施工的这处供热改造工程预计一个月左右可完工。供热信息网了解到，除俚岛镇的供热改造工程外，港西镇闻涛路燃气中压管线改造等燃气延伸、供热扩面工程均已动工。
近年来，荣成市不断加大供热燃气设施投入力度，将符合条件的区域纳入集中供热供气范畴。到2012年底，全市22个镇街驻地全部通上天然气，港西、人和等12个镇街实现了集中供热。成山、俚岛等6个镇街成功推行空气源热泵、地源热泵、电地热膜等供热新技术，供热设施覆盖面积1300万平方米，燃气用户也达到8万多户。
今年，全市共有19个镇街实施燃气设施延伸工程，18个镇街实施供热设施扩面工程，计划新增燃气用户1.3万户，新增供热面积140多万平方米。同时，在不能实行管网集中供热的区域继续推广供热新技术，让更多农村百姓享受供热的便利。目前，已铺设供热管道8000米，铺设燃气管道3500米，新增燃气用户600多户。
供热市场 篇3
目前我国发展城市集中供热是发展大型热电厂或建大型锅炉房但二者均需建大型热力管网, 不仅投资巨大 (例如:北京太阳宫燃机热电厂仅厂外供热管网就需8亿多元投资) 、工期长、运行成本高, 而且道路和地上地下各种管网交叉矛盾甚多, 又影响市容。随着我国全面建设小康社会的实现和对环境、节能要求的日益提高, 必须改变现有的城市供热技术和运行模式。
北京华安利科技发展有限公司遵循科学发展观和建设和谐社会的指导思想, 潜心研究创新, 研制了分体式燃气供热机组, 能克服上述缺点, 可以按照不同用户不同供热面积的需要和现场的实际情况, 灵活选择经济、合理的组合方案, 就地分散布置, 无需庞大的二次管网, 占地面积小, 仅需在地下车库占1～2个车位, 能源效率高, 便于调节, 污染极小, 可无人值班, 在燃料价格上涨的情况下, 可以实现按现行的天然气锅炉供热价格不涨价。
性能特点
分体式燃气供热机组, 将燃烧室和加热室分为两个部分设置, 称热机部分和烟-水换热部分。热机部分由燃烧器和燃烧室组成, 以气 (天然气、人工煤气) 、油为燃料, 经专用的燃烧器充分燃烧后产生高温烟气送出。烟-水换热部份由板式换热器组成, 高温烟气在板式换热器内与水做对流传热, 将高温烟气中的热量传递给水, 使水的温度提高烟气的温度降低。由于将板式换热器内的烟和水采用了强制循环, 使烟和水都处在紊流状态下传热, 大大提高了传热系数, 将受热面的传热量提高到每平方米8-10万大卡/时左右。另外因板式换热器的结构要求, 使烟-水换热部份的体积设计的非常小。
分体式燃气供热机组在总体设计思路上, 是减小幅射受热面积缩小燃烧室的体积, 用高效的板式换热器增加热传导的面积。
分体式燃气供热机组的加热室采用了板式换热器结构后, 使其吸热量大大增加, 已达到冷凝水蒸汽回收冷凝热的目的, 由于每立方米天然气中含有2.16Kg水蒸汽, 每燃烧1立方米天然气有约1000大卡的热量用来加热水蒸汽, 约占燃烧热值11.3%, 本机组采用了冷凝热回收装置, 使大量的冷凝热被回收。
分体式燃气供热机组的加热室设计了冷凝水排水口, 能及时将凝结水排出。
分体式燃气供热机组的另一特点是分体结构, 以达到方便拆卸、维修, 模块化组合的目的。
由于其燃烧技术、换热技术、控制技术都是技术创新, 与常规的热水锅炉有很大差别。实现了节能-能耗低、环保-无污染、智能化控制、体积小、安全等特点。可以在居民小区内就地分布建站。从而大大降低了供热站的建站费用和运行费用。
分体式燃气供热机组的主要性能如下:
效率高:效率90%以上。以居民区供热为例, 每平方建筑面积一个采暖季耗的天然气燃料比目前常规使用的热水锅炉降低20%以上。
环保性能好无污染:经南京市环境监测中心站 (省级) 检测, 热水机组的燃烧有害物排放不但完全符合GB13271-2001《锅炉大气污染物排放标准》规定的指标要求, 而且主要指标还远远优于国家标准, 远超过同类产品的环保水平。 (详见表1环保数据对比表)
安全:常压运行, 无不安全之忧。
体积小、重量轻:我公司研制的分体式燃气供热机组与目前市场上的国内热水锅炉相比, 体积为1/3-1/9;相应的重量是1/3.5-1/10;与国外的热水锅炉相比, 体积为1/2-1/6, 相应的重量是1/3-1/10。
智能化控制:机组采用现代通讯网络技术, 实现了设备远程开机、关机, 并能对设备的安全运行进行连续监控, 因而可在保障安全运行情况下的无人值守。本分体式燃气供热机组, 是目前中国城镇采暖供热系统创新型的供热机组。
可用多种清洁能源为燃料:天然气、液化气、人工煤气、柴油等都可以使用。
优势
分体式燃气供热机组与燃煤锅炉相比具有极大的优势:
在节能方面:燃煤锅炉的设计效率为65～75%左右, 本公司分体式燃气供热机组的设计效率可达90%左右;在环保方面:分体式燃气供热机组无粉尘, SO2、NOX的污染极小;并且分体式燃气供热机组建站费用低;燃煤锅炉平均造价为45-50万元/吨, 分体式燃气供热机组的平均造价为20万元/吨左右;分体式燃气供热机组不需要建锅炉房和煤场, 也不需要建远距离的输热管网;分体式燃气供热机组运行灵活:可按供热面积灵活选择多台组合分布建站, 又可按照实际的供热面积和气温变化灵活控制运行。
分体式燃气供热机组与燃气锅炉比也具极一定的优势。首先是能效高:北京地区居民采暖的热水锅炉每个采暖季 (4个月) 耗天然气为11m3/m2, 若采用分体式燃气供热机组, 可降为7m3/m2。按目前北京市燃气热水锅炉每个采暖季 (4个月) 每平方米建筑面积耗天然气为11m3/m2, 采用分体式燃气供热机组后, 天然气消耗可降低1/3, 按现有的供气量可以增加1/3的供热面积。利用分体式燃气供热机组安全、无压、环保效果好、自动化水平高。
适用范围
分体式燃气供热机组适用的范围包括城镇居民小区、机关、学校、医院、宾馆、洗浴中心等;工业蒸汽供热系统—大型热电厂或集中锅炉房供热系统中个别要求压力较高的用户也可以另行满足。
分体式燃气供热机组已有成功的实践经验。目前, 已在新疆乌鲁木齐恒福大厦、自治区机关事管局和南京黄埔花园成功安全运行五个采暖季, 并已在西安印象小区投运。
供热市场 篇4
1供热系统的基本概况
1.1供热系统的构成
城市供热系统由3部分组成:热源、热网、热用户。热源即为热力的生产者,主要指生产和制备一定温度和压力热媒的热电厂与锅炉房,其能使燃料燃烧产生热能;热网由区域供热蒸汽管网或热水管网组成,其主要作用是输送及分配热媒、建立热源与热用户的连接;热用户是指建筑物内部,直接使用热网输运热能的室内生活与生产用热系统及设备的总称。
1.2供热系统的分类
根据热源类型不同,可分为热电厂供热系统和区域锅炉房供热系统;按热媒不同,可分为蒸汽供热系统和热水供热系统;按供热管道的不同,可分为单管制、双管制和单双管混合制供热系统;按系统循环动力的不同,可分为靠流体密度之差作为动力进行循环的自然循环系统及靠外部机械设备循环的机械循环系统;
1.3供热系统的工作原理
低温热媒在热源中被加热,吸收热量后,变为高温热媒,经城市输送管道送往各居民小区、企业中的换热站,在换热站,高温管道中的热水与二次网的热水通过换热器交换热量。经过换热后,二次网中热水流入各居室中。通过散热设备放出热量,使室内温度升高;散热后温度降低,变成低温热媒,再通过回收管道返回热源,进行循环使用。如此不断循环,从而不断将热量从热源送到室内,以补充室内的热量损耗,使室内保持一定的温度。
2造成供热不平衡的原因
2.1热源改造缺陷
热能在热电厂的锅炉中产生,若热电厂翻新及锅炉改造过程中,没有进行合理的规划与分析,会使改造方案存在缺陷。例如,改造时可能将热电厂的管道管径改小,造成热水流动受阻,输运的效率降低,与此同时,若水流速度得不到保证,热能会在管道中散失,致使热媒的温度不够,表现出供热不平衡的现象。
2.2热网的布局不合理
随着城镇化的快速推进,留给城市进行新城建设和旧城改造的时间很短,建设与改造的力度空前巨大,城市日新月异,发生着翻天覆地的变化。在此过程中,城市增添了许多管网,但是在铺设这些管线时,并没有进行预先的统一设计与施工,管道的铺设是逐段进行的,使得一部分管道延伸不合理。更有甚者,部分管网为满足新入大型用户的负荷要求,简单的采取增粗管道的方法,这样就会出现热水由细管道向粗管道流通的不合理现象,使得城市供热不平衡。
2.3热网输运失水故障
酸雨及水中侵蚀杂质会对管热管道造成腐蚀,例如常见的氧腐蚀、细菌腐蚀、氯离子腐蚀等都会降低管道的质量。此外,当外界降低时,管道会产生冷缩现象,若此时温度急剧升高,管道遇热膨胀,长期冷缩热胀使管道中产生温度疲劳应力,极易产生裂缝,严重时可能使管道出现渗漏失水问题,导致热能大量流失,形成供热不平衡的问题。另外,供热系统失水不仅会导致资源严重浪费,还可能引起热用户投诉与纠纷,在社会上造成不好的影响。
2.4热用户过于分散
城市供热产业早期受到计划经济的影响,采用得最多的是单一管垂直串联系统,这种系统的不利之处在于易形成垂直方向失调。使得高低层的热媒冷热程度不均匀,供热效果较差,造成供热不平衡的现象。
3供热系统调节控制策略
3.1排除锅炉改造隐患
在热电厂进行锅炉改造前,进行大量的调查和分析,规划锅炉改造方案,考虑锅炉改造安全隐患,避免采用较小管径的管道,尽量选取直径更大的管道。针对一些已经存在的小管道,和使用时间过长的旧管道,要及时进行更换,管线交汇的地方要进行方案讨论,按照合理的方案要求进行改进施工,规避可能产生的其他问题,慎重对待热源改造。
3.2科学规划热网布局
热网在规划时,需进行多轮方案征集与比选,积极听取社会的意见,结合城建、规划部门研究方案可行性和前瞻性。对新入的大用户不能采取简单的加粗管道的方法来满足他们的大负荷需求。
3.3及时解决管道失水问题
管道铺设完成后,在供暖及停暖时期都要定期进行检查,及时更换腐蚀管道。避免因更换成本考虑而拖延更换时间,一旦造成供热管道爆裂,后果将更为严重。对于不需要更换的管道,进行适当的防腐处理,管道外部可采用涂漆防腐,避免管道进一步氧化腐蚀。气温变化对管道产生的热胀冷缩现象应在管道设计时予以充分考虑,热网运行时,可对管道进行保温处理,例如可在管段设置补偿器,或采用抗裂性能较高的材料,严禁使用脆性材料。
3.4差别对待分散的热用户
旧时期设置的供热系统,因热用户分散度过高,未能满足人们的温度需求。新时期,人们发现供热不平衡时,会希望供热部门及时进行解决。为了保证供热质量,提高供热设施的安全利用率,减少不必要的纠纷。供热部门应对供热系统人员进行培训监督,提高工作人员的服务素质,有条件改善管网的应及时改造,不适合改造的应对热用户进行安抚和补偿,以避免引发矛盾。
4结语
我国是一个能源总量大国,但考虑人口因素后,我国也是一个能源小国。在满足人们生活水平的前提下,发展城市供热系统,科学规划供热方案,合理调控供热不平衡问题,提高能源利用率,对国家战略发展有着极其重要的作用。
参考文献
[1]王军英,戴晓光,赖敬延.青岛城市供热体制改革的现状与对策[J].青岛建筑工程学院学报,2003,24(02):42-45.
供热市场 篇5
热电企业承担着发电供热的双重任务,虽然供热主要是靠汽轮机抽汽来获得(抽汽供热方式)的[1,2,3],但为了满足热用户的需求以及提高热网系统的可靠性和运行调节方式的灵活性,热电企业常常配以减温减压器作为备用和补充汽源,这时锅炉生产出的高温高压蒸汽直接送入减温减压器,经过降温降压后供给热用户,即直供热方式。2种供热形式经济性差别很大,汽轮机抽汽供热属于热电联产运行模式,其对资源利用最为合理、最为经济;而减温减压器直供热属于热电分产运行模式,它是以牺牲蒸汽有用能为代价的,存在较大的资源浪费[4,5]。而目前热电厂并没有将这部分可用能损失计入供热煤耗中。因此,当2种供热模式并存时,供热煤耗明显偏低。文中对减温减压器可用能损失进行了分析和计算,并在此基础上对供热煤热提出了一个新的数学模型,为热电厂技术经济分析提供了一种更为实用的计算方法。
1 供热煤耗计算研究现状
目前现行的有关热电厂供热煤耗率统计、计算主要是以行业标准《火力发电厂经济指标计算方法》(DL/T904—2004)以及2001年1月1 1日国家计委、国家经贸委和建设部联合发布的“热电联产项目可行性研究技术规定”[2000]1268号文的相关标准为依据的,下面就以这2个现行标准介绍供热煤耗的计算方法。
1.1 供热煤耗计算方法
在《火力发电厂经济指标计算方法》(以下简称《指标计算方法》)中规定供热煤耗率按式(1)进行计算:
式中:br为供热标煤耗率;Br为供热耗标煤量;Qr为对外总供热量。
Br、Qr计算公式为:
式中:Qh为锅炉总产汽热量,其中一部分热量通过汽轮机或减温减压器对外供热,另一部分热量通过汽轮发电机发电;αr为供热比,表示对外供热占总锅炉产汽热量百分比;Bb为热电厂总耗标煤量。
但在式(1)中br仅考虑了总耗煤量的一次分摊,而厂供热用电量所需燃料费(二次分摊量)没有考虑进去。“热电联产项目可行性研究技术规定”(以下简称“技术规定”)考虑了二次分摊,推荐供热标煤耗br采用式(2)进行计算:
式中:ηgl为锅炉效率;ηgd为热网管道效率;εr为供热厂用电率;bdp为发电标准煤耗率。
无论是《指标计算方法》还是“技术规定”,对供热煤耗的计算都是以热量法为理论基础,区别在于前者为正平衡法,后者为反平衡法,所得结果基本一致。目前,在实际运行的热电厂中仍多采用《指标计算方法》中的式(1),它的主要优点在于供热、发电用标煤量依据供热比进行分摊,物理意义直观,计算简便,且操作性强;计算数据易采集,便于进行日常能耗指标的跟踪分析。因此,热电厂之间目前也常以此计算结果来进行经济分析比较。
1.2 现行计算方法应用局限性
在1.1节中介绍的计算方法主要适用于抽汽供热的热电联产机组的供热煤耗计算,煤耗大小主要取决于外供热量的大小,而没有考虑获得热量的途径或代价。因此,对于含锅炉直供的热电分产而言,由于热量是通过减温减压器来获得的,该过程中的热能损失未量化分摊到煤耗中。因此,该计算方法对于直供热方式存在一定的局限性,也就是说它无法比较汽轮机抽汽供热和减温减压器供热实际能耗水平。本文提出一种考虑减温减压器可用能损失后的供热煤耗率计算模型。
2 供热煤耗率计算模型
考虑可用能损失的供热煤耗率计算模型是在式(2)的基础上,对分母上的供热系统效率项,除了考虑锅炉效率、管道效率外,还人为增加一个减温器可用能利用效率,这样既符合该公式的物理意义,又能在供热煤耗中反映可用能损失的大小。具体计算式公式为:
式中:ηjwy为减温减压器可用能利用效率(%)。
由式(3)可知,考虑减温减压器可用能损失后的供热煤耗率计算并不复杂,只有可用能利用效率是计算量,锅炉效率、管道效率仍然是选定值。
3 实际案例分析
3.1 热电厂供热情况介绍
某热电厂共有4台俄产E420-13.7-560KT型超高压锅炉,2台俄产ΠT-140/165-130/15-2型供热式机组,主蒸汽系统为集中母管制,供热主要以石化工业用汽为主。该厂用汽特点:一是供热量大,平均热负荷达到700 t/h左右;二是供热压力等级多,共有3种不同供热压力等级,分别为5.0 MPa、2.5 MP和1.6 MPa;三是既有抽供又有直供,其中1.6 MPa为机组抽汽供热,5.0 MPa和2.5 MPa 2个压力等级为新蒸汽经减温减压器直接供热;四是直供热比重较大,并且为连续稳定的大负荷。5.0 MPa和2.5 MPa 2个压力等级的直供热总量比例达到25%左右,该电厂直供热所占比例高、负荷大,是新蒸汽经减温减压器供热的典型案例。
3.2 减温减压器可用能损失分析与计算
高温高压的新蒸汽进入减温减压器后,与减温水混合并经节流降压形成了二次蒸汽,即供给热用户的直供热。如果根据热力学第一定律来分析,工质除了装置本身的散热损失外,进出装置的总热量并无减少,能量是守恒的;但如果对照热力学第二定律,就能看出这个时候存在着能量“品位”的降低。热能的“品位”高低直接取决于热介质的压力和温度,且蒸汽压力、温度越高,“品位”越高,其可用能越大,做功能力越强;反之,低参数的蒸汽“品位’越低,可用能越小,做功能力也越差。在直供热方式中,锅炉产生的“高品位”的新蒸汽,全部通过减温减压方式人为地将其“品位”降低,使蒸汽的可用能减少,这是能源利用过程中的极大浪费。
结合该电厂直供热工艺流程及相关运行参数,对减温减压器可用能损失进行具体分析计算。减温减压器进出口工质运行参数如图1所示。
3.2.1 5.0 MPa等级减温减压器可用能损失及可用能利用效率计算
(1)新蒸汽流量及减温水量的计算。图1中所标注的工质参数均来自实时监测数据,该过程是绝热节流减压过程,减温水喷入过程属于2种不同状态参数工质相混合而不引起化学变化的过程,忽略减温减压过程散热损失,能量平衡方程为:
式中:D1为新蒸汽质量流量;h1为新蒸汽比焓,3 476 kJ/kg[4];D2为减温水质量流量;h2为减温水比焓,635 kJ/kg[4];D3为二次蒸汽质量流量,140 t/h;h3为二次蒸汽比焓,3 329 kJ/kg[4]。质量平衡方程为:
将已知数据代入式(4)、式(5),联立后可求得:
(2)新蒸汽和二次蒸汽的可用能计算。将减温减压过程的蒸汽流动简化为稳定流动,新蒸汽和二次蒸汽的可用能计算公式为:
式中:E1为单位质量新蒸汽可用能;E3为单位质量二次蒸汽的可用能;S1为新蒸汽比熵,6.599 kJ/kg·K[4];S3为二次蒸汽比熵,6.935 kJ/kg·K[4];S0为环境状态下蒸汽比熵,7.323 kJ/kg·K[4];h0为环境状态下蒸汽比焓,2 618 kJ/kg[4];T0为环境温度,取298 K。
将所有已知数据分别带入式(6)、式(7),求得:
E1=1 073.752 kJ/kg,E3=826.624 kJ/kg
(3)单位时间可用能损失。单位时间新蒸汽的可用能降△E为:
新蒸汽可用能损失率η为:
新蒸汽可用能利用效率ηjwy为:
3.2.2 2.5 MPa等级减温减压器可用能损失及可用能利用效率计算
2.5 MPa等级可用能损失计算方法与5.0 MPa等级可用能损失计算方法相同,当直供热(二次蒸汽)流量D3为34 t/h,同理可求得(计算过程省略):
(1)减温减压器前主汽流D1=30 t/h;减温水流量D2=4 t/h。
(2)减温减压器后单位质量蒸汽的可用能E3=622.672 kJ/kg。
(3)单位时间主蒸汽的可用能降△E=1 1 041 MJ/h。
(4)新蒸汽的可用能损失率η=0.34。
(5)新蒸汽可用能利用率ηjwy=0.66。
3.3 考虑可用能损失的供热煤耗率计算
锅炉效率ηgl取平均运行效率0.93,热网管道效率ηgd取设计值0.99,供热厂用电率ε取月平均值12 kWh/GJ,发电煤耗率bdp取月度平均值0.284 kg/kWh,计算过程如下。
(1)按直供热流量加权计算2级减温减压器总可能利用率,ηjwy=(140×0.82+34×0.66)/(140+34)=0.79。
(2)未含直供热可用能损失的供热煤耗率,br=34.12/(ηglηgd)+εrbdp=34.12/(0.93×0.99)+12×0.284=40.5 kg/GJ。
(3)含直供热可用能损失的供热煤耗率,br=34.12/(ηgηgdηjwy)+εrbdp=34.1 2/(0.93×0.99×0.79)+12×0.284=50.3 kg/GJ。
计算结果表明,直供热可用能损失使供热煤耗率升高约10 kg/GJ,这说明直供热方式明显比抽供热成本高。如果2级直供蒸汽可用能损失被合理回收利用,利用蒸汽余压发电,可增加发电量约8 000 kWh,进一步表明减温减压器所造成的新蒸汽可用能损失是非常大的,应该纳入到日常技术经济分析中。同时,在应用条件成熟时,应采取更加经济高效的替代方案,从根本上实现节能增效。
4 结语
通过对减温减压器可用能损失的分析计算,说明实际运行的热电厂新蒸汽可用能损失是可以被量化的,而且也可计入到供热煤耗中,虽然不是精确计算,但可作为分析供热经济性的辅助指标。比较直供与抽供2种供热方式在能耗水平的差别,对热电厂的技术经济分析工作具有积极的指导意义。
参考文献
[1]李勤道,刘志真.热力发电厂热经济性计算分析[M].北京:中国电力出版社,2008.
[2]电力节能技术丛书编委会.火力发电厂节能技术[M].北京:中国电力出版社,2008.
[3]严家录,余晓福.水和水蒸汽热力性质图表[M].北京:高等教育出版社,1995.
[4]DL/T904-2004火力发电厂经济技术指标计算方法[S].北京:中国电力出版社,2005.
供热市场 篇6
多热源联网是指2个以上的热源组成1个热网系统为用户供热。这项技术是国际上供热技术先进的国家,为节约能源、降低运行成本、提高经济效益,在综合运用水泵调速技术和控制技术的基础上,发展起来的1项先进的热水管网运行技术[1]。多热源联合供热系统可极大地减少区域锅炉的运行时间,还能充分利用热电厂多余的热能[2]。
1 多热源联网的特点
1.1 节能
多热源联网系统,由主热源担负基本热负荷,尖峰热源承担尖峰热负荷,这样不但可以减少庞大设备的数量,进而减少初投资,而且可以使更多的设备在满负荷下高效运行,其节能及降低运行成本的效果是非常显著的[3]。
1.2 经济
多热源联网的供热系统,由于其系统规模大,多被设计为环形网。这种设计有利于各热源竞价上网,优胜劣汰。低热价的热源(如热电厂)在整个采暖期尽量做到满负荷运行,从而压缩高热价热源的供热量,促进供热系统的优化,提高供热系统运行的效率。这样,热力公司就可大幅度地减少热量购入费用,获得可观的经济效益。
1.3 可靠
在多热源的供热系统中,当其中某一热源(或该热源主管网)发生事故,停止或减少对外供热时,其他热源能够承担全部(含故障热源所带的热用户)负荷的75%以上,并能将这部分热量均衡地分配给用户,因此,他的安全可靠性比单一热源的供热系统有明显提高。
1.4 可扩展
随着我国经济的发展,城市建设在迅猛发展,集中供热范围也在不断扩大。在这种形势下,多热源联网有利于提高供热系统可扩展能力,比较适应城市建设的不确定性。
2 系统的构成
多热源联网供热系统由热源、热交换站与管网组成。
2.1 热源的基本形式
以1个或几个热源作基本热源(也称主热源),一处或几处锅炉房为峰荷热源(也称调峰热源)[4]。
这种热源形式是不同类型热源的组合。在设计和运行上,通常是以环境污染小或无污染的、能源利用率高或可再生的、运行成本低的为主热源,保持长时间、高效率、稳定负荷的供热。其他则为峰荷热源,当用热量超过主热源时依次投入运行供热[5]。
2.2 热交换站
在多热源联网供热系统中,热交换站可看作是从热网上取热的热用户。他的负荷是根据他所供热用户提供的资料来确定的。
2.3 管网的基本形式和特殊结构
多热源的供热管网可以是枝状管网,也可以是环状管网,应根据实际情况确定。但因整个管网与多个热源连接,因此,又有别于单热源的管网。
3 多热源联网供热系统的设计
多热源环状管网与枝状管网的设计步骤有许多相似之处,但与枝状管网相比,又有许多不同之处。具体步骤如下。
3.1 收集资料
首先全面了解供热地形全貌,热用户近期负荷与规划负荷的分布情况及其性质。
3.2 确定供热整体方案
确定热源的分布情况、供热能力、供热范围、供热方式、供热介质及供热参数等。
3.3 确定环网主干线路径
环网主干线力求穿越热负荷中心。根据工程要求及当地条件确定环网主干线路径,明确热源、主干线、热用户的相对关系,并进一步画出管网平面图。管网平面图应包括各热源供热参数、介质参数、各管段自然长度、热用户负荷分布等。
3.4 环网水力计算
热网水力计算在供热热网设计、运行、调节中有着极为重要的意义。如果水力计算有问题,必然发生流量分配不均,系统发生水力失调,供热效果不佳等问题。
多热源环状管网中水力平衡点的确定是多热源环状管网水力计算的重要内容。应明确各个运行工况下环网的子系统(子系统是指在某一运行工况下,把热源与其所带的热用户及其管网划分为1个独立的系统[6]),确定环网的水力平衡点。
3.5 确定管网参数
根据水力计算的数据及水压图,确定多热源环状管网的压力等级、管径、管道壁厚等。
3.6 确定调节方法
根据各种工况的水压图,确定系统初调节的方法、运行调节的方法,以指导系统的实际运行,做到对系统的运行调节心中有数。
环网水力工况计算的数学模型是根据基尔霍夫流量定律和压降定律[7,8,9,10]建立的。物理模型的建立是通过调研或参照设计图纸来确定管网的拓扑结构[11,12]、管段展开长度、总体供热规模、各热源的供热能力、各小区的热负荷分布、性质与位置等的过程,并在此基础上进行水力工况的计算。
4 系统的运行调节
在多热源联网的供热系统中,运行调节,包括水力工况运行调节和热力工况运行调节。水力工况运行调节,指的是在各种工况下实现系统的流量平衡,亦即压力平衡。热力工况运行调节,是指在各种工况下,实现系统热量平衡。供热系统的运行工况,主要包括设计工况、调节工况和事故工况。在多热源联网运行中,随着室外温度的不断变化,热源的运行数目(包括机组的台数)也跟着变化,因此,工况的变动将更加复杂。在这种情况下,正确掌握工况变动规律,实施合理的调节,满足供热需求,显得更为重要。
4.1 水力工况调节
水力工况调节的目的,是实现不同调节工况下的系统流量平衡,亦即压力平衡。可采取以下步骤进行运行调节。
a)首先制订全年运行方案。最理想的方法是通过优化调度程序软件进行。如果条件不具备,可在工程设计的基础上,尽量做到量化性的估算。
b)调整系统工况,按既定的水力平衡点运行。在进行这一步的现场操作前,系统的定压必须正常,各循环水泵和其他功能水泵其运行台数和主要参数必须和预先制订的运行方案相一致。
c)调整热用户流量,实现供需平衡。在系统水力平衡点的调整工作完成后,把若干个单热源的树枝状供热分系统组合成1个多热源联网环形供热系统,进行水利工况调节。
4.2 热力工况调节
热力工况调节,实际上是通过对供热系统供、回水温度和系统循环流量的调节,实现供热量的调节,达到供热量与需热量的平衡。在实际运行中,着重进行热源和热力站(或热用户入口)2级调节。只要供水温度按照设计的调节曲线运行,在热用户系统只进行局部的流量平衡调节,即可实现供热量调节的目的。
对于多热源联网,各热源应采用同一种调节方法,即采用相同的温度流量调节曲线,保证在同一室外温度下,各热源都有相同的供水温度。为实现这点,除锅炉实行燃烧自动控制外,在热源处通过旁通管进行供回水的混合也不失为1种适用的供水温度调节方法。
实现各热源供水温度的一致性,主要为了便于运行管理。当各热源供水温度出现不一致时,系统的联网同样能安全运行。如果系统作到了流量平衡,则各热源的总回水温度也出现不一致,但各热源的供回水温差将相同。出现事故工况,当某一热源或某一干管不能正常运行时,将按事故工况进行调节。此时,常常采取提高某个热源(无事故)的供水温度,以最大限度减少供热量的不足,这种措施,往往能收到理想的效果。
5 国内多热源联网技术存在的问题及可能的解决方法
a)我国多热源发展缓慢,工作阻力较大。
有些城市虽然采用了多热源联网技术,但是在实际运行期间又人为把管道隔断,变成了单热源支状管网供热系统。
解决方法:对联网运行以及联网后如何运行操作进行系统和深入的了解,加强实践中理论方面的指导设计和运行调节等方面知识的运用。充分认识联网运行在经济性和可靠性方面的优势。
b)多热源联网供热系统管理,在整个运行期间,为满足供热平衡、供水平衡,各热源和泵站如何运行是1个难题。
解决方法:在确定最佳运行方案时应主要依据以下原则:(a)热源应尽量在满负荷下连续运行。(b)力争最大的水输送系数。(c)实现简单有效的调节。
c)多热源联网由于刚在我国兴起,缺乏经验,尤其在运行调节和自控技术方面还不成熟。
解决方法:根据已积累的经验,结合国外的先进技术总结出1套适合我国国情的多热源联网供热技术。
6 多热源联网供热的发展前景
近几年,多热源环网联合供热系统经过实际运行,已取得了非常明显的效果,并充分显现出诸多优点。a)整个供热系统运行可靠、安全。当热网中某一热源出现故障时,各热源可相互替代,相互补充。b)可灵活调整供热量,达到良好的节能效果。c)系统的水力稳定性好。采用环状网连接,热网比摩阻较小,换热站压头大,增强了系统的水力稳定性。d)优化水力工况,供热效果平衡。e)供热系统热源的可扩充性强。发达国家已开发形成了多热源(如垃圾焚烧厂、热电厂、锅炉房等)供热格局。随着多种技术的不断成熟,我国必将开发出更多可利用的热源,如,地热、太阳能以及垃圾焚烧所产生的附加热源等。可见,多热源联合供热系统为更多新能源的加入提供了必要的平台[13]。
摘要：叙述了多热源联网供热技术的概念、国内外研究现状、特点、构成、设计步骤以及各种工况下多热源的运行调节等,提出了多热源联网供热技术在我国存在的问题和可能的解决方法。指出了多热源联网技术在多方面的优势和其在我国的发展前景。
供热市场 篇7
1 供热首站的设置原则
河西热电厂距离阿东热源厂原有集中供热系统较远,经过对河西电厂现有设备性能分析和对输送干线管网进行水力计算,从河西电厂按照设计参数进行热量输送,克服沿程阻力损失后,能够为原有集中供热系统提供的资用压头只有20 m H2O,难以满足原有集中供热系统正常运行要求,需要进行动力补充。同时,由于原供热系统管道补偿和保温的耐热设计温度较低为110℃,直接采用130℃高温水供热存在很大的安全隐患。因此,需要在河西热电厂输送管线与原有集中供热系统连接时,设置供热首站进行温度和压力的调整。首站的位置确定为现有阿东热源厂厂区内。但是,供热首站采用怎样的运行模式,对于项目投资和系统的经济运行都会产生很大影响。笔者通过对供热首站按照直供混水连接和间接连接两种设计方案的经济技术性进行比较。
2 方案一:直接连接混水+分布式变频泵设计方案
2.1 方案原理
电厂输送管线与现有集中供热系统直接连接,在供回水干管间设置混水泵,电厂输送高温水进入集中供热系统时,通过适当混水由130℃降低至110℃(见图1)。优点:设备初投资少、可有效利用电厂输送管线在供热首站预留的资用压头,降低集中供热系统输送能耗。缺点:1)电厂输送管线与集中供热系统直接连接,电厂供热压力与集中供热系统运行压力相互关联,特别在多热源联网系统中,容易导致其他热源出口压力过高超出承压等级,存在安全隐患。2)集中供热系统运行的实际压差受到电厂提供压差的制约,为满足运行要求需要在集中供热系统中设置回水加压泵和分布式变频设备来补充循环动力。
2.2 方案设备配置原则
1)混水泵:抽取二次系统回水加压后与一次供水混合,使系统供水温度降至设计温度。2)供热首站总回水加压泵:提升原有集中供热系统总回水压力,以满足电厂回水压力要求,同时增强原有集中供热系统循环资用压头。3)分布式变频泵:安装于原有集中供热系统末端热力站,用来解决热力站高温侧循环资用压差不足的问题,通过对全网热力站进行水力计算,确定了在44座热力站安装分布式变频泵的方案,分布式变频泵的总电功率为330 k W。
2.3 混水泵的选型
考虑克服局部管路阻力5 m H2O,同时预留3 m H2O～5 m H2O的余量,混水泵扬程应为30 m H2O。按照混水泵两用一备进行选型,单台混水泵技术参数为:G=1 565 t/h,H=30 m H2O,N=200 k W。
2.4 回水加压泵的选型
按照两用一备原则配置,单台循环泵流量为4 851 t/h。
回水加压泵按照两用一备原则配置,单台回水加压泵技术参数为:G=4 851 t/h,H=48 m H2O,N=1 200 k W。
2.5 方案一循环设备运行功耗测算
循环泵运行电费按照下式计算:
其中,Gd为循环泵运行电费,万元/年;Q为循环泵运行流量,t/h;H为循环泵运行扬程,m H2O;η为水泵机电效率,取0.5;Fd为单位电价,元/(k W·h),暂时按0.5元/(k W·h)计。
方案一调温调压站运行电耗为:
按照电单价0.5元/(k W·h)计算电费626.7万元。
同时系统中分布式变频泵运行电耗,经统计系统中共需增设分布式变频泵44套,每小时运行电耗为330 k W,经折算全年分布式变频泵运行电耗为143.4万k W·h,运行电费为71.7万元。
因此,方案一运行电耗1 253.4+143.4=1 396.8万k W·h。
总运行电费为626.7+71.7=698.4万元。
2.6 设备折旧及大修费用计算
根据国家有关规定,折旧费、大修费按照以下公式计算:
基本折旧费=设备造价×固定资产形成率×基本折旧率。
设备大修费=设备造价×固定资产形成率×大修费率。
固定资产形成率取95%,基本折旧率取4.8%,大修费率取2.5%。
经计算得,方案一基本折旧费、大修费:
基本折旧费=1 622×95%×4.8%=73.96万元。
设备大修费=1 622×95%×2.5%=38.52万元。合计为112.48万元。
3 方案二:间接连接方案
3.1 方案原理
电厂输送管线通过换热器与现有集中供热系统间接连接,集中供热系统设置循环泵独立循环,单独补水定压,电厂输送高温水通过换热器换热将集中供热系统循环水加热至110℃(见图2)。优点:现有集中供热系统可独立建立运行工况,系统运行压力不受电厂供热压力影响。缺点:设备初投资较大,集中供热系统中输送能耗大,设备维护量较大,循环设备电机功率大,运行成本高。
3.2 方案设备配置原则
1)循环泵:为二次系统循环提供动力。
2)换热器:一、二系统通过换热器完全隔开,二次系统热媒通过换热器加热达到设计温度。
3)补水系统:保证系统正常运行不超压、不汽化、不倒空。
3.3 循环泵的选型
1)循环水量的确定。G2=8 820 t/h,考虑10%后,循环泵总循环流量为9 702 t/h,按照两用一备原则配置,单台循环泵流量为4 851 t/h。
2)循环泵扬程的确定。原有集中供热系统需要的自用压头81.8 m H2O,考虑换热器及相关管路阻力损失30 m H2O,预留3 m～5 m的余量后,H2=116.8 m H2O。单台回水加压泵技术参数为:G=4 540.8 t/h,H=116.8 m H2O,N=2 800 k W。
3.4 换热器的选型
根据总换热量480 MW,及单台板换最大换热能力30 MW计算,项目实施共需要板式换热器16台。
3.5 方案二循环设备运行功耗测算
循环泵运行电费按照下式计算:
其中,Gd为循环泵运行电费,万元/年;Q为循环泵运行流量,t/h;H为循环泵运行扬程,m H2O;η为水泵机电效率,取0.5;Fd为单位电价,元/(k W·h),暂时按0.5元/(k W·h)计。
方案二运行电费为:
按照电单价0.5元/(k W·h)计算电费1 256.7万元。
3.6 折旧及大修费用计算
固定资产形成率取95%,基本折旧率取4.8%,大修费率取2.5%。经计算得,方案二基本折旧费、大修费:
基本折旧费=3 200×95%×4.8%=145.9万元。
设备大修费=3 200×95%×2.5%=76万元。
两项合计为221.9万元。
4 上述两种方案初投资、运行成本对比
上述两种方案初投资、运行成本对比见表1。
5 结语
直接连接混水方案,一方面可以充分利用电厂输送过程中有限的资用压头,另一方面首站没有换热器等阻力设施,而且系统在末端热力站适当安装了分布式变频设备,具有很好的运行节电效果。直接连接混水方案工艺简单,所用设备数量较少,因此初投资很小,由此带来的其他费用也明显小于间接连接方案。因此,在系统压力安全性能够充分保证的前提下,集中供热系统供热首站采用直供混水连接+分布式变频设备的方案,具有很强的经济技术优势。
摘要：结合集中供热系统热源供热首站方案实例,对直接连接混水+分布式变频泵和间接连接两种方案进行了初投资、运行电耗成本及维护成本等方面的经济技术性分析,得出了在保证系统安全的情况下,采用直接连接混水方案经济性更好的结论。
关键词：集中供热系统,供热首站,直接连接混水,间接连接
参考文献
供热市场 篇8
由清华同方股份有限公司和北京亚控科技发展有限公司共同开发设计的城市集中供热系统自控方案能够更加直观、迅速的时刻监控西山煤电集团各个换热站的运行情况以及站内的下列各项数据:
1)一次热网的供、回水压力、温度及流量，二次热网的供、回水压力、温度及流量;站外温度;一次热网的自动控制阀、回水加压泵运行情况，阀位开度、频率设定及反馈，二次热网的循环泵运行台数及频率数;二次热网的补水泵运行情况及频率数;软化水的储水量及水位。
2)对站内的一些控制操作和站内运行故障的及时发现并排除，以免对换热站内的换热设备造成更大的损害，造成冬季供热中断，影响用户的冬季取暖。
图1为集中供热系统原理图，热力站属于间连型热力站，一次网系统和二次网系统均为各自独立的系统，供热介质并不混合，通过换热板片进行热量的传递，这样的优点是能保证热电厂的热介质始终保证在一个封闭的环境内，使之不损耗，保证了热源的稳定性。换热站与操作员站的通讯方式为电话拨号，通过远传通讯而实现控制。
图2中由于本地区的地势为左(西)高右(东)低，所以站内分别设计为两种情况:
1)一次热网的回水主管安装自动控制阀的换热站有:1号站～7号站;
2)一次热网的回水主管安装回水加压泵的换热站有:8号站～22号站。用鼠标单击站名即弹出站内画面。
站内通过安装的压力传感器、温度传感器等仪表将压力、温度、流量等数据及时传到监控中心，便于工作人员监测。当画面中的泵体闪烁时，即表示为故障，应当迅速采取措施，及时排除故障。在加压泵的下面有两个不同颜色的按钮，可以在两个泵之间进行调换。当设定频率或关闭加压泵时，应首先使站内界面下面的“操作画面”按钮由灰色变为黑色，进入图3，找到要设置的站名或机组名，将其自动控制改为手动控制。
若想进入操作画面，应先进行登陆，见图4。
然后在下线站内界面中单击当前泵的设定框，出现加压泵设定，进行频率设定操作。
在站内画面中的右下角，“操作画面”旁还有“历史曲线”“日报表”“*号机组”“关闭”按钮。
当单击“历史曲线”按钮时，可以用不同颜色的曲线来表示换热站内的各项数据变化，随意显示想要的曲线图。曲线显示窗口的横坐标为时间(24 h)，纵坐标为数据标量。在横坐标的两端各有一个可移动的标块，移动它时能准确的得到想要的某一时间的数据(精确到每一秒)。
当单击“*号机组”按钮时，会切换到另一个机组。
当单击“关闭”按钮时，会关闭当前画面。
在系统平面图中的右下角有“全网数据”的两个按钮，能看到站内所有机组的一次、二次压力和温度，如表1所示。
根据二次侧的供、回水温度的平均值作为本站的目标温度，用间连热网的全网平衡软件进行自动调节一次网的控制阀开度和回水加压泵的频率，间连热网全网平衡软件通过OPC(服务器)方式从组态软件中获得相关数据，这些数据包括热力站内的二次网供水温度、二次网回水温度、一次网电动阀门的反馈值和设定值(一次网分布式变频泵频率的反馈值和设定值)等参数，热源的温度、压力、流量等参数。同时用户通过配置文件“后台配置文件．MDB”输入热网的其他信息。软件根据获得的参数信息，采用一定的控制算法，控制一次网电动阀门(一次网分布式变频泵)的动作，从而减小热网的水平失调度，达到均匀供热的目的，以便让其产生最大的热效率。《西山煤电热网自控系统》通过一年的使用，使我们比以往的锅炉供热节省了大量的人力、物力、财力，并且高效环保，通过全网平衡软件自动调节可以迅速解决管网供热的不平衡。我们通过监测站内的一些数据(压力及补水泵频率)能及时发现部分管网的重大失水现象以及失水区域，使我们节省了大量的时间和一些不必要的劳动，作到有的放矢，大大的提高了工作效率。
参考文献
[1]清华同方.热网自控方案[Z].2006.